La riforma del mercato dell’energia elettrica in Italia richiede il potenziamento della rete di trasmissione e punta a reazioni positive del mercato

Invia Stampa Newsletter 16 June 2009

Il 29 Aprile di quest’anno il Ministro dello Sviluppo Economico Claudio Scajola ha firmato il provvedimento di indirizzo per la riforma del mercato elettrico. Il provvedimento riprende il decreto n. 185 del 29 Novembre 2008 convertito nella legge n. 2 del 28 Gennaio 2009.
La riforma intende agire su un mercato liberalizzato  per effetto del decreto legislativo del 16 marzo 1999 n. 79. Questo decreto ha stabilito che sono completamente libere le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia elettrica (mentre le attività di trasmissione e dispacciamento sono riservate allo Stato, che le attribuisce in concessione al gestore della rete di trasmissione nazionale).
La sensazione è che il passaggio dal monopolio di Enel all’attuale forma di mercato non abbia portato tutti i vantaggi sperati. Il costo dell’energia per i consumatori finali sembrerebbe essere troppo elevato. Il legislatore ha quindi pensato a questa riforma che dovrebbe favorire la vendita di energia prodotta con processi efficienti (bassi costi di produzione) e abbassare il prezzo di acquisto per grossisti e consumatori finali.
Mettendo a confronto i prezzi attuali dell’energia in Europa si nota una differenza rilevante tra l’Italia e gli altri paesi (si veda la tabella 1).

Borsa – Paese	Prezzo d’acquisto (€/MWh)
IPEX – Italia	86,99
Power Next – Francia	69,15
EEX – Germania	65,76
OMEL – Spagna	64,44
Nord Pool – Danimarca, Norvegia, Svezia e Finlandia	44,73

Tabella 1 – confronto dei prezzi medi 2008 dell’energia elettrica in Europa
[fonte: www.mercatoelettrico.org / Thomson Reuters, Tabella “Confronto Borse Europee”]

Dal confronto dei dati riportati in tabella emergono differenze rilevanti. E’ tuttavia necessario prestare attenzione nell’interpretazione dei numeri. Il prezzo, si sa, è costituito da una componente di margine e da una componente di costo e in Italia la componente di costo è più rilevante che in altri paesi europei.
 

La Tabella 2 riporta le fonti di produzione dell’energia elettrica in Italia.

Fonte (*)	GWh	%
Produzione Termica	248.799	71,38
Produzione Idrica	44.910	12,89
Produzione Geotermica	5.199	1,49
Produzione Eolica	6.432	1,85
Produzione Fotovoltaica	200	0,06
Importazioni	42.997	12,34
Totale Domanda Lorda di Energia	348.537	100%
Esportazioni	-3.431
Energia per Pompaggi	-7.464
Totale Consumo Interno di Energia	337.642

Tabella 2 – Bilancio 2008 dell’energia elettrica in Italia – Valori provvisori
(*) Nota: valori di produzione al netto dei servizi ausiliari
[Fonte: “Dati Statistici Sull’Energia Elettrica in Italia – Pre-Consuntivi 2008”, www.terna.it, 16/0/2009”]

Circa l’12% dell’energia elettrica richiesta è importata dall’estero, il 16,5% è ottenuto tramite fonti rinnovabili (idroelettrica, geotermica, eolica e fotovoltaica), il rimanente 71,5% è prodotta tramite centrali termoelettriche che bruciano principalmente combustibili fossili in gran parte importati dall’estero. Il costo di 86,99 €/MWh precedentemente riportato è pertanto dovuto anche ad un mix di centrali elettriche ancora sbilanciato verso l’utilizzo di risorse di provenienza estera e/o costose (come il petrolio ed il gas naturale), nonché alla resistenza verso l’uso di fonti considerate ad alto impatto ambientale come il nucleare e il carbone. In Francia l’utilizzo delle centrali nucleari permette di avere costi di produzione dell’energia elettrica più bassi.
Con la riforma si tenta di far uscire dal mercato italiano le offerte di energia prodotta in maniera poco efficiente (offerte caratterizzate da un elevato costo di produzione) e di ridurre di quanto possibile i margini dei prezzi delle offerte rimanenti.  

Funzionamento del Mercato Elettrico oggi
Per cogliere il significato della riforma si ritiene utile descrivere per sommi capi il funzionamento del mercato elettrico di oggi in Italia.
Il sistema elettrico è un sistema “a rete” in cui l’energia prelevata dai consumatori finali è complessivamente prodotta e immessa in rete dagli impianti di generazione disseminati in tutto il territorio: la rete funziona  come un sistema a vasi comunicanti, nel quale tutta l’energia viene immessa e dal quale tutta l’energia viene prelevata, senza che sia possibile stabilire da quale impianto provenga l’energia consumata.  
Contrattazione in base a zone geografiche: il processo di acquisto/vendita in Italia è suddiviso in 6 zone (Nord, Centro Nord, Centro, Sud, Sicilia e Sardegna, si veda Figura 1). La segmentazione del mercato è dovuta a limiti della rete di trasmissione che prevede dei “colli di bottiglia”, ovvero limiti di trasmissione tra queste zone geografiche.

 
Figura1 – rappresentazione delle zone geografiche della rete di trasmissione nazionale
[Fonte: “Vademecum della Borsa Elettrica Italiana”, Gestore Mercato Elettrico, www.mercatoelettrico.org]
 

Contrattazione oraria: l’accordo tra domanda e offerta è relativo a quantità di energia (megawattora) per un’ora specifica di un certo giorno per una specifica zona geografica.
Mercati: relativamente ad ogni zona, relativamente ad un’ora di uno specifico giorno, la quantità complessiva di energia che viene complessivamente contrattata è il risultato di accordi presi in tre momenti. Infatti la Borsa Elettrica italiana (Italian Power Exchange – IPEX) è composta da: Mercato del Giorno Prima (MGP), Mercato di Aggiustamento (MA) e Mercato del Servizio per il Dispacciamento (MSD) (si veda Figura 2).

 Figura 2 – Tempistica del Mercato Elettrico Italiano
[Fonte: “Vademecum della Borsa Elettrica Italiana”, Gestore Mercato Elettrico, www.mercatoelettrico.org]

Il MGP ha per oggetto le contrattazioni di energia che si svolgono per ciascun periodo rilevante (ora) tramite la selezione di offerte di vendita e di acquisto immesse dagli operatori. Gli scambi di energia sul MGP avvengono in un’unica sessione relativa al giorno successivo (giorno di consegna). Il MA ha per oggetto le contrattazioni di energia attraverso la selezione di offerte di vendita e di acquisto immesse al fine di modificare i programmi risultanti dal MGP. Il MA serve a coprire le esigenze di energia tra gli esiti di contrattazione del giorno prima e le reali esigenze della domanda. Il Mercato del Servizio per il Dispacciamento (MSD), infine, si articola in due fasi: MSD ex-ante e MSD ex-post. Durante il MSD ex-ante, che si conclude la sera del giorno prima, il gestore della trasmissione si approvvigiona dai produttori delle risorse per la riserva di potenza e per la risoluzione delle eventuali congestioni di rete. Durante il MSD ex-post, che ha luogo il giorno del dispacciamento, il gestore della rete di trasmissione acquista o vende le quantità di energia necessarie per il bilanciamento fisico delle immissioni e dei prelievi di energia elettrica in tempo reale.
Prezzi: l’energia che viene acquistata per un certo giorno e per una certa ora assume in Italia un preciso valore che può essere diverso da quello delle altre ore dello stesso giorno. Il prezzo orario viene così calcolato:
• in ogni zona la quantità di energia che viene venduta nel MGP è valorizzata al “prezzo di equilibrio”, ovvero al prezzo determinato dall’intersezione delle curve di domanda ed offerta (si veda Figura3).

                                                  

Figura 3 – Curva di Domanda e di Offerta di una Zona geografica
[Fonte: “Vademecum della Borsa Elettrica Italiana”, Gestore Mercato Elettrico, www.mercatoelettrico.org]

Le curve di domanda ed offerta vengono costruite nel seguente modo: le quantità di energia offerte dai produttori sono ordinate per ordine di prezzo crescente mentre le quantità di energia richieste dagli acquirenti sono ordinate per ordine di acquisto decrescente. La curva di offerta così ottenuta viene incrociata con la curva di domanda per trovare l’equilibrio: a più prezzi di vendita (“bid”) dichiarati corrisponde un prezzo di equilibrio risultante dall’incrocio tra domanda ed offerta. L’intersezione delle due curve determina, oltre al prezzo di equilibrio, la quantità complessivamente scambiata, le offerte accettate ed i programmi di immissione e prelievo ottenuti come somma delle offerte riferite in una stessa ora ad una stessa zona. Il valore dell’energia così calcolato non è omogeneo: nel 2008 1 MWh in Sicilia è costato mediamente 120 euro contro gli 88 della Calabria e gli 83 dell’Alta Italia [fonte: “Relazione annuale 2008”, www.mercatoelettrico.org, Autore: Gestore del Mercato Elettrico, Data: Aprile 2009]. La modalità con cui questo prezzo è calcolato è detta “system marginal price”. L’energia è quindi venduta a prezzi differenziati per zona. La stessa energia è poi effettivamente acquistata al “prezzo medio ponderato”, ovvero ad un prezzo che viene calcolato tenendo conto dei prezzi di equilibrio di tutte le zone pesato sulla base delle quantità vendute (si parla di “prezzo unico nazionale”, PUN).
• la quantità di energia che viene venduta/acquistata durante il MA è venduta ed acquistata al “prezzo di equilibrio”. In questo caso, quindi, il prezzo di vendita e di acquisto dell’energia per una certa ora di un certo giorno  è pari al prezzo di equilibrio e varia da zona a zona.
• la quantità di energia che viene venduta/acquistata durante il MSD è pari al prezzo stabilito dal produttore e concordato con l’ente preposto all’acquisto (si parla di “pay as bid”, ovvero ogni fornitore riceve in pagamento quanto ha offerto). La società gestore della rete di trasmissione preposta all’acquisto è Terna S.p.a. Terna si occupa di mantenere l’equilibrio all’interno della rete di trasmissione dell’energia.

Il prezzo di equilibrio tende ad essere più elevato nella zona Sud Italia e più ridotto nella zona Nord. La differenza di prezzo è imputabile ad una maggiore concentrazione di centri di produzione e di fonti di approvvigionamento estere al nord. Il Nord è infatti caratterizzato da una forte produzione di energia idroelettrica e dalla vicinanza con le frontiere dei paesi fornitori.
Ad esempio, ad Aprile 2009, con un prezzo unico nazionale (PUN) a circa 58 €/MWh  il prezzo di equilibrio zonale è oscillato dai 56 di Puglia e Calabria ai 78 della Sicilia [fonte: “Rapporto di Sintesi sulle contrattazioni – Aprile 2009”, Gestore del Mercato Elettrico, www.mercatoelettrico.org, 14/05/2009].

Interventi previsti dalla riforma
Dopo aver descritto schematicamente il funzionamento e le caratteristiche del mercato elettrico, vediamo cosa prevede la riforma annunciata con il provvedimento di indirizzo e quali conseguenze dovrebbe comportare.

Il provvedimento prevede modifiche all’attuale sistema di mercato che devono essere attuate entro 4 date. Possono essere quindi individuate 4 fasi. La prima fase si conclude il 31/10/2009, la seconda il 01/01/2010, la terza il 01/01/2011 e l’ultima il 01/04/2012. Di seguito si elencano le fasi con data di termine e obiettivi.

FASE 1 – entro il 31/10/2009
Integrazione nel sistema attuale di un mercato infragiornaliero che consenta una maggiore flessibilità degli operatori. L’obiettivo è una valorizzazione più corretta sul MA della quantità di energia comprata, ovvero della quantità frutto dell’intersezione delle curve di domanda e offerta.

Si richiede che nel MA la modalità di pagamento sia fatta sulla base dei prezzi proposti dai produttori e non più al “prezzo di equilibrio”. In questo modo la domanda potrebbe selezionare tra le proposte dei produttori, e ciascun produttore selezionato riceverebbe un prezzo pari alla propria offerta e non, come oggi, il prezzo corrispondente all’incrocio tra domanda e offerta. In base a questa modalità si riconosceranno prezzi più bassi all’energia prodotta con costi più bassi (da fonti idroelettriche o dal carbone) e prezzi più alti all’energia prodotta con costi superiori (a partire dal gas e dall’olio).

Più rapida diffusione dei dati sulle offerte presentate sui mercati dell’energia. La direttiva prevede che gli acquirenti conoscano le proposte dell’offerta (quantità offerte e relativi prezzi) prima dell’acquisto effettivo, quindi in anticipo rispetto ad oggi. In questo modo la domanda potrebbe pianificare diversamente gli acquisti, magari acquisendo maggiore energia nelle ore in cui questa risulti essere più economica.

Sviluppo dei mercati a termine organizzati per forniture anche a lungo termine. Nei mercati a termine vengono gestiti “contratti a termine” relativi alla fornitura e prelievo di energia elettrica che non vengono regolati dai meccanismi già descritti. Questi contratti prevedono accordi di vendita e acquisto tra produttori e grossisti/consumatori di quantità di energia a prezzi specifici in orari prestabiliti. Il gestore del mercato elettrico può organizzare la contrattazione di contratti a termine quali, ad esempio, contratti bilaterali standardizzati.

FASE 2 – entro il 01/01/2010

Diversa articolazione del mercato dei servizi gestito da Terna  per ridurne i costi e aumentarne la trasparenza. Questo provvedimento prevede la riduzione del numero dei mercati geografici da 6 a 3. Le tre zone saranno: Nord, Centro e Sud. L’obiettivo del provvedimento è l’eliminazione di vincoli nella trasmissione tra zone confinanti limitandone il numero. In questo modo il prezzo di equilibrio dell’energia dovrebbe essere più omogeneo, in quanto l’influenza dei centri di produzione esteri o del nord  (più convenienti) dovrebbe arrivare più a sud nella penisola.

FASE 3 – entro il 01/01/2011
Integrazione funzionale tra il mercato intragiornaliero e il mercato dei servizi di dispacciamento. Il decreto legge impone dei vincoli ai prezzi offerti sul Mercato del Servizio di Dispacciamento, prezzi che oggi sono molto elevati.

FASE 4 – entro il 01/04/2012
Modifica delle regole di formazione dei prezzi. Si richiede l’introduzione del “pay as bid” nel MGP dal 01/04/2012.

Conclusioni
La riforma pone le basi per un generale efficientamento del sistema, dopo quattro anni dall’entrata in funzione della Borsa Elettrica. E’ tuttavia necessario prestare attenzione per due motivi.
In primo luogo, la diminuzione delle zone geografiche da 6 a 3 comporta che debbano essere eliminati i vincoli infrastrutturali corrispondenti alle zone elettriche non più esistenti. Per raggiungere questo scopo Terna dovrà investire ingenti capitali. L’interconnessione è infatti fondamentale per il funzionamento del sistema e per lo sviluppo della concorrenza oltre che per lo sviluppo del parco di generazione da fonti rinnovabili, spesso contraddistinte da variazioni significative nella produzione (pensiamo al fotovoltaico e all’eolico).
In secondo luogo, il vantaggio che si vorrebbe dall’adozione di un mercato basato sulla regola del “pay as bid” verrà verificato sul campo. L’adozione di questa nuova regola di mercato avrà come effetto la variazione delle strategie di offerta: rimane da verificare se la variazione si tradurrà in una diminuzione dei costi di acquisto per grossisti e consumatori.
In conclusione la riforma del mercato dell’energia elettrica porta con sé una certezza e una scommessa. La certezza è che la rete di trasporto deve essere pesantemente rinforzata, la scommessa riguarda l’effetto benefico positivo atteso dalle future strategie di domanda ed offerta.
In ogni caso questi provvedimenti guardano al medio termine. L’obiettivo di contenimento dei costi di acquisto di energia sarà perseguito anche nel lungo termine tramite ulteriori potenziamenti delle infrastrutture e tramite la realizzazione di nuove centrali nucleari che consentiranno di ridurre i prezzi dell’energia elettrica.

A cura di Enrico Zavarise

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